Jurnal Energi Baru & Terbarukan, 2020, 1 (1), 7-18; doi: 10.14710/jebt.2020.8132
Analisis Komparasi Perhitungan Teori dan Aktual
Terhadap Daya Aktif dan Daya Reaktif Steam
Turbine Generator 2.0 Pda PT Indonesia Power
Semarang
Ricky dan Jaka Windarta,
1Program Magsiter, Sekolah Pascasarjana, Universitas Diponegoro
Email: ricky12341999@gmail.com(R);jakawindarta@lecturer.undip.ac.id (J.W)
Abstrak. Generator adalah alat yang digunakan untuk mengubah energi mekanik menjadi energi listrik. Generator terbagi menjadi 2 yakni generator AC dan generator DC. Yang membedakan dari keduanya itu adalah tegangan dan arus yang dihasilkan. Untuk AC bentuk gelombangnya bolak – balik sedangkan untuk DC gelombangnya searah. Generator AC banyak digunakan dalam sistem pembangkit tenaga listrik. Khususnya pada PLTGU PT. Indonesia Power Semarang PGU Blok Blok 2 menggunakan generator AC atau nama lainnya generator sinkron untuk menghasilkan energi listrik. Dimana energi mekanik yang digunakan bersumber dari turbin gas dan turbin uap.yang dikopel dengan generator. Untuk menghasilkan energi listrik, tentu ada tata perhitungan yang dibutuhkan untuk mengatur nilai daya yang dihasilkan. Dalam penjualan daya yang dihasilkan PLTGU PT. Indonesia Power Semarang PGU tentu terdapat ketentuan mendasar seperti nilai daya yang dijual berapa banyak dan mendasar pada data operasi yang ditampilkan dari kombinasi sistem pengukuran daya. Dimana dalam konteks daya tentu ada yang namanya faktor daya. Dalam laporan analisa ini penulis akan membuktikan mengenai kesesuaian hasil perhitungan dengan nilai aktual pada data operasi. Apabila ditemukan perbedaan nilai antara data operasi dengan perhitungan yang disebabkan pengaruh faktor daya maka perlu dilakukan inspeksi peralatan pengukuran seperti pada Steam Turbine 2.0 PLTGU PT. Indonesia Power Semarang PGU.
Kata kunci: generator sinkron, daya, faktor daya, perbedaan nilai
1. Pendahulan
Generator adalah alat yang digunakan untuk mengubah energi mekanik menjadi energi listrik. Generator terbagi menjadi 2 yakni generator AC dan generator DC. Yang membedakan dari keduanya itu adalah tegangan dan arus yang dihasilkan. Untuk AC bentuk gelombangnya bolak – balik sedangkan untuk DC gelombangnya searah.
Generator AC banyak digunakan dalam sistem pembangkit tenaga listrik. Khususnya pada PLTGU PT. Indonesia Power Semarang PGU Blok 1 & Blok 2 menggunakan generator AC atau nama lainnya generator sinkron untuk menghasilkan energi listrik. Dimana energi mekanik yang digunakan bersumber dari turbin gas dan turbin uap yang dikopel dengan generator.
Untuk menghasilkan energi listrik, tentu ada tata perhitungan yang dibutuhkan untuk mengatur nilai daya yang dihasilkan. Dasar perhitungan nilai daya yang dihasilkan menggunakan metode rangkaian ekuivalen generator sinkron.
2. Dasar Teori
2.1 Gambaran Umum Generator Sinkron
Gambaran umum generator sinkron berikut berdasar pada referensi [1]. Generator yang digunakan pada sistem pembangkit tenaga listrik untuk menghasilkan energi listrik pada umumnya adalah mesin sinkron. Dua tipe desain terbagi atas penggunaannya terhadap kecepatan putar turbin terdiri dari Turbo-Generators dan Salient-Pole Generators. Untuk Turbo-Generators biasa dipakai pada sistem PLTG atau PLTU sebagaimana kerjanya dikopel dengan turbin gas atau turbin uap dengan kecepatan putar 3000 rpm pada frekuensi 50 Hz. Sedangkan pada Salient-Pole Generators biasa dipakai pada PLTD atau PLTU dengan kapasitas kecil dimana kerjanya dikopel dengan mesin diesel pada kecepatan putar 60 rpm sampai 1500 rpm.
(a) (b)
Gambar 1. (a) Salient-Pole Generators (b) Turbo-Generators
Pada Gambar 1melihatkan perbedaan mendasar pada bentuk salient-pole rotor dengan turbo
rotor (non salient pole rotor). Pada dasarnya untuk konstruksi pada bagian stator antara kedua jenis generator tersebut sama. Yang membedakan adalah konstruksi dari rotor-nya. Untuk bentuk kumparan pada salient-pole bersifat memiliki nilai kumparan medan yang terkonsentrasi tetap dan tanpa ada pelindung lilitan. Sedangkan pada non salient pole / turbo bentuk kumparannya bersifat mendistribusikan kumparan medan pada slots-nya dimana lilitan dilindungi dengan wedges untuk melawan gaya centrifugal yang tinggi.
Pada Turbo-Generator kumparan medan yang terdapat pada rotor dibentuk oleh arus searah
(arus eksitasi [𝐼𝑓] ) . Medan magnet yang dihasilkan rotor akan menginduksi stator dengan melewati perantara udara.
Pada Gambar 2 ditampilkan konfigurasi medan pada turbo-generator dalam kondisi hubung buka (open circuit) dengan nilai arus pada stator bernilai 0. Medan magnet berputar sebagaimana
perputaran pada rotor. Hal ini menghasilkan medan boak-balik yang dapat menginduksi tegangan
pada kumparan stator.
Medan bolak-balik yang terdapat pada stator harus terbuat dari inti stator yang dilaminasi. Hal ini dilakukan karena kontruksi dengan inti padat dapat menghasilkan induksi arus eddy. Jika arus eddy ini tidak ditangkal maka hasil produksi dari generator tidak dapat digunakan.
Stator mempunyai kumparan 3 fasa. Masing-masing kumparan tiap fasa terpisahkan sebesar 120° supaya medan putar dapat melewati ketiga fasa dengan waktu yang sama. Tegangan yang terinduksi pada kumparan memiliki selisih fasa sebesar 120° .
Kumparan stator dilindungi oleh inti slots dengan wedges jadi gaya electromagnetic terjadi dalam batang kumparan dengan tidak memberikan getaran pada tiap-tiap batangnya.
Flux magnetik lebih baik melewati core teeth karena resistansi magnetiknya lebih kecil.
2.2 Sistem Eksitasi Generator Sinkron
Gambar 3. Sistem Eksitasi Generator Sinkron
Sistem eksitasi generator sinkron berikut berdasar pada referensi [2]. Peralatan static excitation mengatur tegangan generator (dan / atau daya reaktif selama generator beroperasi paralel dengan sistem) dengan jalan mengontrol secara langsung arus rotor menggunakan thyristor converters.
Unit eksitasi dapat dipisahkan ke dalam 4 bagian utama :
1. Excitation transformer -T01 2. Control Unit ER
3. Converter EG
4. Field Flashing and deexcitation equipment EE
Pada sistem shunt excitation, daya eksitasi diambil dari generator stator. Arus medan untuk rotor mengalir melalui excitation transformer –T01, converter EG, dan field circuit breaker –Q02. Excitation transformer menurunkan tegangan generator ke level yang diperlukan oleh converter, memberikan isolasi galvanis antara terminal generator dan belitan medan dan bertindak pada saat yang bersamaan seperti comutating reactance untuk converter. Converter EG mengubah arus 3 fasa menjadi arus DC yang teregulasi.
Dalam sistem eksitasi tipe shunt, tidak terdapat cukup medan sisa di dalam generator untuk menghasilkan tegangan generator melalui converter. Untuk mengatasi masalah ini, diperlukan
special field flashing equipment. Ketika peralatan field flashing disuplai oleh daya dari sumber DC (battery), arus field flashing dibatasi oleh sebuah resistor. Ketika disuplai dari sistem AC, sebuah transformer beroperasi sebagai adapter. Eksitasi generator diaktifkan dengan menutup field circuit – Q02 dan field flashing breaker Q03. Breaker tersebut menyuplai arus ke medan, yang akan mengeksitasi generator sampai dengan 15…30% Ug. Generator kemudian menyuplai tegangan ke converter melalui excitation transformer. Mulai dengan 10% tegangan generator, firing elektronis dan converter dapat meneruskan kenaikan tegangan, sehingga rangkaian field flashing dapat mengurangi arus. Saat tegangan mencapai 70% dari Ug, field flashing breaker akan terbuka dan tidak ada lagi arus yang lewat. Dioda bridge pada input field flashing breaker mencegah aliran balik dari arus ke sumber field flashing. Redundancies dalam sistem menjamin reliability dan availability dari peralatan eksitasi. Converter EG dibagi menjadi 3 converter block yang berdiri sendiri G31, G32,… Jika salah satu converter block fail, sistem tetap dapat beroperasi dengan menggunakan blok lainnya (n-1 redundance).
Setiap block tersebut memiliki final pulse stage, pendingin dan peralatan monitoring masing- masing. Redundance di regulator dijamin oleh 2 channel yang terpisah dengan pengukuran pada input dan dan ekstensive monitoring yang berdiri sendiri (“SUPERVISION”).
Channel 1 (AUTOMATIC channel) difungsikan sebagai voltage regulator dan ON selama operasi
normal. Sebagai tambahan pada voltage regulator, yang mempunyai algoritma control PID
(Proportional, Integral, differential), AUTOMATIC channel juga terdiri dari berbagai limiters (pembatas) dan corrective control circuit untuk menjamin kestabilan operasi generator sampai batas maksimum yang diijinkan. Channel ini memiliki sebuah Gate control unit dengan intermediate pulse stage yang membangkitkan firing pulses untuk thyristor converter. Selama beroperasi normal (AUTO), intermediate Pulse stage dari AUTOMATIC channel dalam posisi aktif dan mengirimkan firing pulses yang terpisah secara galvanic ke common pulse bus pada input dari Final pulse stage. Berbagai fungsi monitoring dari AUTOMATIC channel dan pulse monitoring pada common pulse bus mengirimkan sinyal automatic switch-over ke channel 2 pada saat terjadi malfunction.
Channel 2 (MANUAL channel) difungsikan sebagai field current regulator yang sederhana dengan algoritma kontrol PI (Proportional, Integral). Peralatan ini berfungsi sebagai back-up channel dalam
kondisi di mana terjadi malfunction pada AUTOMATIC channel, dan juga dapat digunakan untuk
commisssioning serta digunakan sebagai alat untuk pengujian khusus. Pada channel ini tidak terdapat limiter (pembatas) yang menjamin agar generator tetap beroperasi di dalam batas operasi.
Untuk alasan ini maka pengoperasian dengan field current regulator memerlukan
pengaturan/adjustment yang benar pada titik operasi generator dan monitoring yang terus-menerus oleh operator. Bilamana batas operasi generator tercapai, safety device merespon segera, dengan jalan mematikan excitation and generator.
MANUAL channel memiliki gate control unit sendiri (software untuk If regulator juga diaplikasikan di channel ini) dan intermediate pulse stage sendiri juga. Selama beroperasi normal (AUTOMATIC), intemediate pulse stage ini menahan firing pulse agar tidak mencapai pulse bus. Berbagai monitoring pada MANUAL channel dan monitoring pulsa pada input intermediate pulse stage akan mengirimkan sebuah alarm dalam kondisi dimana terjadi malfunction ketika MANUAL channel dalam kondisi stand-by. Jika MANUAL channel mendeteksi adanya malfunction saat MANUAL channel tersebut beroperasi, maka sistem eksitasi akan trip.
Kedua channel dilengkapi dengan peralatan tracking sehingga channel yang tidak aktif selalu membangkitkan variable control yang sama dengan channel yang aktif selama beroperasi dalam
kondisi steady state. Hal ini dimaksudkan untuk menjamin switch-over yang mulus dari
AUTOMATIC channel ke MANUAL channel dan sebaliknya. Untuk menjamin bahwa MANUAL channel akan (jika ada malfunction) mengambil alih titik operasi sebelum terjadi permasalahan, maka respon tracking dari MANUAL channel di set relatif lambat.
Sebagai tambahan untuk pulse monitor (“SUPERVISION”) seperti yang ditunjukkan dalam basic circuit diagram, sistem eksitasi memiliki sebuah monitoring yang berdiri sendiri. Salah satu fungsinya adalah memantau arus medan apakah masih dalam limit yang bisa diterima. Peralatan tersebut akan mengirimkan switch-over ke MANUAL channel bilamana arus medan mencapai preset
limit. Jika (bahkan setelah switchover) arus medan tidak turun kembali ke level yang diijinkan, sistem eksitasi akan dimatikan oleh proteksi. Pengukuran yang paling penting pada input sistem eksitasi (If, UG, Usyn) memiliki sistem redundant. Monitoring sistem eksitasi memeriksa apakah pengukuran tersebut masuk akal atau tidak. Sebuah alarm akan selalu dikirimkan dalam kondisi di mana terjadi malfunction. Dalam kasus tertentu, switch-over ke channel 2 juga di-inisiasikan. Sebagai peralatan tambahan, excitation monitoring juga terdiri dari monitor arus untuk memeriksa konduktansi arus dalam semua thyristor.
Sistem eksitasi terdiri dari sistem proteksi yang berdiri sendiri untuk melindungi excitation transformer, converter, dan generator. Seperti monitoring sistem eksitasi, sistem proteksi ini memeriksa apakah arus medan yang tinggi masih dalam batas yang diijinkan. Sistem proteksi tersebut juga dapat mendeteksi shortcircuit di dalam rangkaian eksitasi dan menjaga peralatan dari kerusakan dalam batas operasi melalui tripping yang cepat dari sistem eksitasi dan pembukaan generator breaker. Overheating dari excitation transformer akan ditujukkan oleh alarm (pada preset limit) dan kemudian akan mengirimkan sinyal protective shut-down (pada limit yang lebih tinggi). Proteksi over-voltage (CROWBAR) dalam peralatan deexcitation EE menyediakan fungsi proteksi untuk rotor dan rectifier. Sistem proteksi ini memonitor tegangan medan pada kedua polaritas dan jika perlu deenergize medan melalui deexcitation resistor.
2.3 Rangkaian Ekuivalen Generator Sinkron
Teori rangkaian ekuivalen generator sinkron berikut berdasar pada referensi [3], [4], dan [5]. Dalam model satu-fasa, tegangan terbangkit di kumparan jangkar per fasa adalah E f , tegangan di terminal generator adalah V . Adanya impedansi belitan jangkar membuat E f dan V berbeda fasa. Jika kita ambil tegangan terminal generator sebagai referensi dan beda sudut fasa antara tegangan terminal dan tegangan terbangkit adalah 𝛿, maka:
V = 𝑉∠0° dan E f = 𝐸𝑓∠𝛿 (1)
dan 𝛿 disebut sudut daya (power angle) Impedansi belitan jangkar tiap fasa adalah
Z = Ra + jX a (2)
Karena Xa >> Ra maka
Z ≈ jX a = jX d (3)
Xd adalah reaktansi jangkar yang disebut direct axis reactance.
Kita menganggap generator sinkron terbebani seimbang. Oleh karena itu rangkaian ekivalen yang kita perlukan hanyalah rangkaian urutan positif. Jika beban generator sinkron kita modelkan sebagai sumber tegangan, kita memperoleh rangkaian ekuivalen generator sinkron dengan bebannya seperti terlihat pada Gambar 4.
Gambar 4. Rangkaian Ekuivalen Model Satu Fasa Generator Sinkron dengan Beban
Persamaan umum berdasar Gambar 4 dengan menggunakan metode hukum Kirchoff II
(Kirchoff Voltage Law) adalah sebagai berikut :
−̅𝐸 𝑓̅ + 𝐼 (𝑗𝑋𝑑) + 𝑉̅ = 0 (4a)
2.4 Perhitungan Daya Rangkaian Ekuivalen Generator Sinkron
Teori perhitungan daya rangkaian ekuivalen generator sinkron berikut berdasar pada referensi [3], [4], dan [5]. Dengan (4.12.b) daya per fasa yang keluar dari terminal generator adalah
Sf=𝑉+𝐼∗= 𝑉 -( ./01-∗ 234 ) (5) Sf =V∠0 (./∠701∠8 9 34∠:89 )= 1./ 34 ∠(90 =− 𝛿) −1@ 34∠90 = =1./ 34sin 𝛿 + 𝑗 E 1./ 34cos 𝛿 − 1@ 34H = 𝑃𝑓 + 𝑗𝑄𝑓 (6) Dengan Pf = =1./ 34 𝑠𝑖𝑛 𝛿 dan Qf = 1./ 34 cos 𝛿 − 1@ 34 (7)
𝑃𝑓 adalah daya nyata dan 𝑄𝑓 adalah daya reaktif (per fasa).
Dengan mengabaikan rugi daya pada gesekan, seluruh daya mekanik dari turbin dikonversi menjadi daya listrik. Turbin hanya memberikan daya nyata, namun generator mengubahnya menjadi daya nyata dan daya reaktif. Hal ini berarti bahwa jika kita menambah daya turbin dengan menambah uap pada turbin uap atau menambah debit air pada turbin air, daya yang bertambah adalah daya nyata, P. Jika E f , V, X d tidak berubah maka peningkatan P berarti bertambahnya sudut daya 𝛿. Pertambahan daya nyata ini ada batasnya, yaitu pada saat sin 𝛿 = 1 , dan inilah daya nyata maksimum yang bisa diberikan oleh generator, yang disebut batas stabilitas keadaan mantap. Apabila kita teruskan menambah daya turbin dengan menambah uap lagi, mesin akan keluar dari perputaran sinkron. Oleh karena itu generator sinkron dioperasikan pada nilai yang cukup rendah dari daya maksimumnya, sekitar 20%.
Kelebihan pasokan daya nyata mekanis tidak hanya terjadi jika kita menambah daya turbin. Kelebihan tersebut juga terjadi jika dalam operasi normal tiba-tiba beban hilang sebagian (beban keluar dari jaringan). Dalam hal demikian sudut 𝛿 meningkat untuk sementara, perputaran
bertambah, sampai governor secara otomatis mengatur masukan uap untuk mengembalikan
perputaran turbin ke perputaran semula, dan kondisi operasi kembali normal.
Jika kita perhatikan persamaan untuk Qf pada persamaan (7), peningkatan 𝛿 yang
meningkatkan Pf, justru menurunkan Qf. Daya reaktif Qf bisa meningkat jika Ef meningkat yaitu dengan menambah arus eksitasi. Dengan kata lain penambahan Qf dilakukan dengan menambah arus eksitasi. Sebagaimana telah kita pelajari, daya ini mengalir dari sumber ke beban dalam setengah perioda dan mengalir dari beban ke sumber dalam setengah perioda berikutnya. Nilai rata- ratanya adalah nol; daya reaktif tidak memberikan transfer energi.
2.5 Diagram Fasor Rangkaian Ekuivalen Generator Sinkron
Diagram fasor rangkaian ekuivalen generator sinkron berikut berdasar pada referensi [3], [4], dan [5]. Sesuai dengan persamaan rangkaian ekuivalen generator sinkron yang terdapat pada persamaan (4a) dapat digambarkan diagram fasor seperti berikut ini:
2.6 Curve Capability Generator Sinkron
Gambar 6. Capability Curve Generator Sinkron
Teori capability curve generator sinkron berikut berdasar pada referensi [6] dan [7]. Dari
Gambar 6 dapat dilihat dimana terdapat batasan arus pada rotor dan batasan arus pada stator. Hal ini mempengaruhi kinerja generator dalam menjaga kondisi generator supaya tetap layak pakai. Ketika arus eksitasi melebihi batas maksimum pada arus rotor yang disebabkan oleh lebihan daya reaktif yang dihasilkan maka menyebabkan eksitasi berlebihan yang dapat merusak rotor. Kemudian ketika arus eksitasi kurang dari nilai yang ditentukan pada kurva kapabilitas yang disebabkan oleh menyerap daya reaktif terlalu besar maka akan menyebabkan kerusakan pada stator generator atau biasa disebut dengan under excitation.
Gambar 7. Capability Curve Generator Sinkron dengan Batas Daya Turbin
Pada Gambar 7 dapat dilihat nilai batasan daya yang bisa dilakukan oleh turbin supaya tetap dalam kondisi sinkron dengan jaringan. Apabila hal ini dilanggar maka hal yang disebabkan adalah generator akan kehilangan kecepatan sinkron atau over speed.
Berikut penulis sertakan gambaran kurva kapabilitas dengan tanpa batas daya turbin pada
Gambar 8.
3. Hasil dan Analisis
3.1 Technical Data STG 2.0
Gambar 9. Technical Data Steam Turbine Generator PLTGU PT. Indonesia Power Semarang PGU Blok 2 Unit 2.0
Technical Data STG 2.0 ini penulis dapatkan dari referensi [8]. Dari data pada Gambar 9 yang digunakan untuk pembahasan dan analisa pada laporan analisa ini adalah nilai Direct-axis synchronous reactance (unsat.) dengan simbol 𝑋𝑑 . Nilai 𝑋𝑑 dari steam turbine generator ini adalah 1.750
p.u.
3.2 Data Operasi STG 2.0
Gambar 10. Data Operasi Steam Turbine Generator PLTGU Blok 2 Unit 2.0
Dari data pada Gambar 11 yang digunakan untuk pembahasan dan analisa pada laporan analisa ini adalah nilai parameter yang tertera pada Tabel 1.
Tabel 1. Nilai Parameter Data Operasi Steam Turbine Generator PLTGU PT. Indonesia Power Semarang PGU Blok 2 Unit 2.0
No. Parameter Nilai
1.
𝑉𝐿1−𝐿2
(Tegangan Terminal /
Tegangan Suplai ke Beban) 15.085 volt
2. 𝐼𝐴𝑟𝑚𝑎𝑡𝑢𝑟𝑒(Arus pada Stator) (𝐿1) 5047 ampere
3. 𝐶𝑜𝑠(Faktor Daya Suplai ke Beban) 𝜑 0.97
4. 𝑃(Daya Aktif Suplai ke Beban) 𝑓 3𝜑 127.100.000 watt
5. 𝑄(Daya Reaktif Suplai ke Beban) 𝑓 3𝜑 30.100 MVAR
3.3 Perhitungan STG 2.0 Daya Aktif dan Reaktif dengan Cos Phi
Sesuai dengan tujuan penulisan dari laporan analisa ini, penulis akan membuktikan kesamaan nilai perhitungan dengan nilai aktual pengukuran yang tertera pada layar data operasi seperti pada Gambar 10 dan Gambar 11 sesuai dengan dasar perhitungan rangkaian ekuivalen generator sinkron.
Sesuai pada dasar perhitungan daya aktif yang terdapat pada dasar teori khusunya pada persamaan (1-7), dapat dihitung ketepatan hasil pengukuran peralatan dengan perhitungan.
1. Perhitungan STG 2.0 Daya Aktif dan Reaktif dengan Cos Phi
Gambar 12. Rangkaian Ekuivalen Model Satu Fasa Generator Sinkron dengan Beban VL1-L2 = 15085 V = VL1= 1Z[0Z\ √^ = [_8`_ √^ = 8709.3 VL1= 8709.3∠0o V=8709.3 𝜑 = 𝑎𝑟𝑐 cos 0,97 = 14,07° 𝐼𝐴̅𝑟𝑚𝑎𝑡𝑢𝑟𝑒 (𝐿1) = 𝐼𝐴𝑟𝑚𝑎𝑡𝑢𝑟𝑒 (𝐿1)∠ − 𝜑→ (−) = 𝑙𝑎𝑔𝑔𝑖𝑛𝑔 = 5047 ∠ − 14,07° 𝐴 = 4895,59 − 1226,96 𝑗𝐴 𝑋𝑑 = 1.750 p.u.
Ditanya : Berapa nilai 𝑃 dan 𝑆? Jawab: 𝐸̅ 𝑓 = ̅𝐼𝐴𝑟𝑚𝑎𝑡𝑢𝑟𝑒 (𝐿1)(𝑗𝑋𝑑) + 𝑉̅ 𝐿1 𝐸̅ 𝑓 = (4895,59 – 1226,96 𝑗 )(j 1,750) + 8709,3 𝐸̅ 𝑓 = 10856.48 + 8567,28 𝑗 𝐸̅ 𝑓 = 13829,73 ∠38,28° 𝑉 𝐸̅ 𝑓 = 13829,73 𝑉 ; 𝛿 = 38,28°
Pf = =1./ 34 𝑠𝑖𝑛 𝛿 Pf = =(`i8:.^)([^`\:.i^) [.i_8 𝑠𝑖𝑛 38.28 Pf = = 42.638.680,64 𝑊 𝑃𝑓 3𝜑 = 3 𝑃𝑓 𝑃𝑓 3𝜑 = 3 (42.638.680.64) 𝑃𝑓 3𝜑 = 127.916.041,9 𝑊 𝑃𝑓 3𝜑 = 127,9 M𝑊 Qf = 1./ 34 cos 𝛿 − 1@ 34 Qf = (`i8:,^)([^`\,.i^) [,i_8 cos 38,28 − (`i8:,^)@ [,i_8 Qf = 10.684.751,53 VAR 𝑄𝑓 3𝜑 = 3 𝑄𝑓 𝑄𝑓 3𝜑 = 3 (10.684.751,53) 𝑄𝑓 3𝜑 = 32.054.254,59 𝑉𝐴𝑅 𝑸𝒇𝟑𝝋 = 32,05 𝑴𝑽𝑨𝑹
3.4 Perbandingan Nilai Daya Aktif dan Daya Reaktif Perhitungan dengan Nilai Daya Aktif dan Daya Reaktif Aktual pada Data Operasi STG 2.0 PLTGU PT. Indonesia Power Semarang PGU
Tabel 2. Perbandingan Nilai Daya Aktif dan Daya Reaktif Perhitungan dengan Nilai Daya Aktif dan Daya Reaktif Aktual pada Data Operasi STG 2.0 dan ST 3.3 PLTGU PT. Indonesia Power Semarang PGU
No Parameter Aktual Nilai Perhitun gan Nilai – Perhitungan) Deviasi Selisih (Aktual 1 𝑃𝑓 3𝜑 STG 2.0 (Daya Aktif Suplai ke Beban) 127,1 MW 127,9,7 MW 0,8 MW 0.625% 2 𝑄𝑓 3𝜑 STG 2.0
(Daya Reaktif Suplai ke Beban)
30,1 MVAR
32,05
MVAR 1,95 MVAR 6.08%
Sesuai dengan data pada Tabel 2 terdapat selisih nilai hasil perhitungan dengan nilai aktual pada perhitungan daya aktif dan reaktif yang disuplai generator sinkron STG 2.0. Untuk selisih yang terjadi pada STG 2.0 tergolong kecil karena bernilai 0,8 MW untuk daya aktif dan 1,95 MVAR untuk daya reaktifnya. Hal ini terjadi karena adanya kondisi tidak seimbang pada aliran daya 3 phasa yang dihasilkan oleh STG 2.0. Dimana tidak seimbang itu maksudnya adalah adanya selisih nilai antara fasa 1, fasa 2, dan fasa 3 baik pada arus maupun tegangan yang disuplai ke jaringan oleh generator STG 2.0. Hal itu tidak dijadikan pertimbangan oleh penulis untuk melibatkan perhitungan ketidakseimbangan jaringan dengan hanya mengambil sampel salah satu line untuk menghitung daya total aktif dan reaktif yang dihasilkan. Karena ketika penulis menghitung dengan menggunakan metode segitiga daya biasa untuk nilai cos phi aktual pada STG 2.0, dihasilkan nilai cos phi sebesar 0,97001. Hal ini tidak jauh berbeda dengan pembacaan aktual yang bernilai 0,97.
3.5 Analisis Kesalahan Pembacaan Alat Ukur Cos Phi pada PLTGU PT. Indonesia Power Semarang PGU STG 2.0
Sesuai dengan yang telah diamati oleh penulis khususnya mengenai daya aktif dan daya reaktif yang dihasilkan dari STG 2.0 saat dilihat dari monitor data operasi memiliki galat yang sangat kecil karena adanya perbedaan waktu pengambilan data dengan nilai pada monitor PLTGU PT. Indonesia Power Semarang PGU.
Berikut penulis tampilkan pada Gambar 13 dan Gambar 14 hasil pengamatan dari kedua komponen penampil nilai daya aktif dan reaktif yakni monitor 1 dan monitor 2 data operasi diwaktu yang sedikit berbeda yakni pada hari Rabu, 22 Januari 2020 pukul 15.23 WIB untuk pengambilan data pada monitor data operasi. Dan pada hari Rabu, 22 Januari 2020 pukul 15.19 WIB.
Gambar 13. Tampilan Nilai Daya Aktif dan Daya Reaktif STG 2.0 pada Monitor 1
Gambar 14. Tampilan Nilai Daya Aktif dan Daya Reaktif STG 2.0 pada Monitor 2 Data Operasi
Sesuai dengan data pada Gambar 4.5 dan Gambar 4.6 dapat dikatakan bahwa kesalahan yang
menyebabkan perbedaan nilai perhitungan dengan aktual daya aktif dan daya reaktif PLTGU PT. Indonesia Power Semarang PGU STG 2.0 terletak pada ketidakseimbangan aliran daya 3 fasa. 3.6 Dampak yang Diakibatkan karena Ketidaksamaan Nilai Daya Aktif dan Reaktif Perhitungan dengan
Aktual
Sesuai dengan dasar teori kurva kapabilitas generator sinkron, nilai cos phi menjadi acuan dalam menentukan titik kerja generator. Apabila hal ini sampai terjadi kesalahan antisipasi maka akan menyebabkan kerusakan pada peralatan pembangkit khususnya pada komponen rotor atau stator generator sinkron. Berikut contoh gambar kurva kapabilitas yang ada di salah satu unit
PLTGU PT. Indonesia Power Semarang PGU terdapat pada Gambar 15.
4. Kesimpulan
1. Selisih yang terjadi pada STG 2.0 PLTGU PT. Indonesia Power Semarang PGU tergolong kecil
karena bernilai 0,8 MW untuk daya aktif dan 1,95 MVAR untuk daya reaktifnya. Hal ini terjadi karena adanya kondisi tidak seimbang pada aliran daya 3 phasa yang dihasilkan oleh STG 2.0. Dimana tidak seimbang itu maksudnya adalah adanya selisih nilai antara fasa 1, fasa 2, dan fasa 3 baik pada arus maupun tegangan yang disuplai ke jaringan oleh STG 2.0. Hal itu tidak dijadikan pertimbangan oleh penulis untuk melibatkan perhitungan ketidakseimbangan jaringan dengan hanya mengambil sampel salah satu line untuk menghitung daya total aktif dan reaktif yang dihasilkan. Karena ketika penulis menghitung dengan menggunakan metode segitiga daya biasa untuk nilai cos phi aktual pada ST 3.3, dihasilkan nilai cos phi sebesar 0,97001. Hal ini tidak jauh berbeda dengan pembacaan aktual yang bernilai 0,97.
2. Dampak yang diakibatkan apabila ada perbedaan nilai daya aktif dan daya reaktif
perhitungan dan aktual generator sinkron adalah sangat dimungkinkan adanya kesalahan tindakan operator saat mengoperasikan kinerja generator sinkron berdasar pada kurva kapabilitas dan juga bisa menyebabkan kesalahan pemahaman terhadap teori faktor daya.
Daftar Pustaka
1.
Company Profile of PT. Indonesia Power, 2019. https://www.indonesiapower.co.id/ (diakses 30 Januari 21.23)2.
A. K. Raja, Amit Prakash Srivastava, Manish Dwivedi, Power Plant Engineering. New Delhi,India: New Age International (P) Limited, Publishers, 2006.
![Diagram fasor rangkaian ekuivalen generator sinkron berikut berdasar pada referensi [3], [4], dan [5]](https://thumb-ap.123doks.com/thumbv2/123dok/1350080.2516771/6.892.132.749.201.343/diagram-rangkaian-ekuivalen-generator-sinkron-berikut-berdasar-referensi.webp)
